Содержание к диссертации
Введение
1 Краткий анализ работ по строительству и эксплуатации горизонтальных скважин 8
1.1 Состояние и перспективы эксплуатации месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами 8
1.2 Инженерные методы расчета дебита горизонтальной скважины 13
1.3 Факторы, влияющие на производительность ГС 18
1.4 Выбор направлений исследований. Постановка задач 26
2 Экспериментальные и теоретические исследования гидродинамики горизонтальных скважин 29
2.1 Проблемы динамики и причин пескования ГС 29
2.2 Экспериментальные исследования гидродинамики пористых каналов 30
2.3 Анализ экспериментальных данных 35
2.4 Теоретические исследования гидродинамики ГС 39
2.5 Гидравлические сопротивления в горизонтальных скважинах 45
Выводы по второй главе 51
3 Методика и программа расчета интенсивности и управления траекторией наклонных и горизонтальных скважин 53
3.1 Методика и программы расчёта трехинтервальных проектных профилей направленных скважин и боковых стволов 53
3.1.1 Расчёт проектного профиля с интервалом стабилизации зенитного угла 56
3.1.2 Расчет проектного профиля с интервалом сброса зенитного угла 58
3.2 Автоматизированная система оперативного управления искривлением скважин 62
3.2.1 Решение задачи 62
Выводы по третьей главе 68
4 Развитие теории и практики управления притоком к горизонтальной скважине 69
4.1 Теоретическое обоснование методики расчета плотности перфорации 69
4.1.1 Плотность перфорации 69
4.1.2 Распределение площадей отверстий по длине колонны 71
4.1.3 Плотность перфорации для неоднородных коллекторов 75
4.2 Алгоритм расчета плотности перфорации по длине горизонтального участка 77
4.2.1 Расчет плотности перфорации 77
4.2.2 Порядок проектирования геометрических параметров фильтров 80
4.2.3 Пример расчета плотности перфорации и геометрических параметров фильтра - хвостовика для горизонтальной скважины 82
Выводы по четвертой главе 87
Основные выводы и рекомендации 88
Список использованных источников 90
- Состояние и перспективы эксплуатации месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами
- Теоретические исследования гидродинамики ГС
- Распределение площадей отверстий по длине колонны
- Пример расчета плотности перфорации и геометрических параметров фильтра - хвостовика для горизонтальной скважины
Введение к работе
Актуальность проблемы
Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (ГС и БГС) на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки или содержащих трудноизвлекаемые запасы, позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения (КИН) и снизить материальные затраты на буровые, монтажные и строительные работы. Для месторождений с развитой инфраструктурой применение ГС и БГС для включения в разработку слабовыработанных пропластков и застойных зон весьма эффективно. Для шельфовых месторождений с высокопроницаемыми коллекторами ГС с длиной горизонтального участка (ГУ) 700 и более метров не имеют альтернативы.
Однако увеличение длины горизонтального участка не всегда приводит к пропорциональному росту дебита ГС. Практика показывает, что в скважине с длиной горизонтального участка более 250 м проектные (расчетные) дебиты зачастую превышают фактические. Здесь начинают проявляться гидродинамические особенности длинных пористых каналов с периферийным притоком жидкости, пропорциональным перепаду наружного и внутреннего давления по длине ГУ.
Большое количество публикаций и постоянный интерес к проблеме повышения эффективности ГС и БГС показывает, что в настоящее время нет достаточно точных методик расчета влияния гидродинамических и геометрических параметров скважин на характеристики фильтрационных течений в прискважинной зоне и в перфорированных пористых трубах.
Цель работы
Повышение эксплуатационных показателей ГС и БГС путем разработки технологических решений по совершенствованию геометрических, гидродинамических и фильтрационных характеристик горизонтального ствола скважины.
Задачи исследования
1. Экспериментальные и теоретические исследования гидравлических
сопротивлений пористых и перфорированных труб (каналов) с периферийным притоком (оттоком) жидкости, пропорциональным перепаду наружного и внутреннего давления.
2. Оценка потерь давления на трение и смешивание периферийного притока с основным потоком в горизонтальном стволе скважины.
3. Разработка методики и программы расчета интенсивности и управления траекторией наклонных и горизонтальных скважин, обеспечивающая заданный радиус кривизны и местоположение горизонтального ствола.
4. Разработка методики расчета дизайна распределения перфорационных отверстий (или скважности проволочных фильтров), обеспечивающих равномерный приток по длине горизонтального участка, добывающих ГС.
Научная новизна
1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена зависимость потерь давления от плотности перфорации и угла наклона ствола к горизонтали.
2. В рамках теории пограничного слоя решены уравнения распределения скорости потока и давления по длине горизонтального участка добывающих и нагнетательных скважин.
3. Аналитически установлено, что гидравлические сопротивления в пористых каналах, работающих на приток (добывающие скважины) выше в 1,5-2,6 раза, чем для непроницаемых каналов и каналов, работающих на нагнетание (нагнетательные скважины).
Практическая ценность работы
1. Показано, что гидродинамические особенности пористых каналов большой протяженности приводят к тому, что расчётные дебиты ГС всегда выше фактических из-за недоучета гидравлических сопротивлений и неравномерности притока флюида по длине горизонтального ствола.
2. Разработана методика и программа расчета интенсивности и управле-
ния траекторией ГС и БГС, обеспечивающая заданные радиус кривизны и расположение горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта.
3. Разработана методика и программа расчета распределения плотности перфорации (или противопесочных фильтров) по длине горизонтального ствола добывающих и нагнетательных скважин в зависимости от изменения проницаемости вдоль горизонтального ствола.
4. Разработаны методические указания для студентов по выполнению практических заданий по дисциплине «Горизонтальное бурение» для нефтегазовых специальностей 130501, 130503, 130504 и 130602.
5. Результаты диссертационной работы в виде методик вошли в научно-технические отчеты «Разработка и совершенствование методик расчета интенсивности искривления ствола скважины и плотности перфорации горизонтальных скважин и боковых стволов» (2006-2008 гг.).
Апробация работы
Материалы диссертационной работы докладывались на 4-й Международной конференции «Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей (г. Анапа, Краснодарский край, 2004 г.), на научно-техниче-ских советах ДОАО «Нефтетерммаш» (2005 г.), ООО «Кубаньгазпром» (2006 г.), на кафедре прикладной математики Кубанского государственного университета (2008 г.), на совместном заседании кафедр «Нефтегазового промысла» и «Оборудование нефтяных и газовых промыслов» Кубанского государственного технологического университета (2008 г.).
Публикации результатов работы
Основное содержание диссертационной работы отражено в 5 печатных работах, в том числе 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы
Состояние и перспективы эксплуатации месторождений горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами
Первую наклонную скважину с отклонением от вертикали на 800 метров с суши под дно Каспийского моря пробури лбуровой мастер Алиюлла в 1941 году на Баиловев г. Баку. Є тех пор вопросы наклонного, а затем горизонтального бурения стали предметом теоретических исследований.
ВІработе [7]. дано подробное изложение объективных сторон внедрения наклонно-направленного и горизонтального бурения; скважин. Показано, что в;период с 1991і по 1995 гг. была разработана; «Комплекснаяшрограмма создания принципиально новых систем; разработки месторождений нефти; с помощью горизонтальных и разветвлено-горизонтальных скважин и их широкомасштабное внедрение». (Программа «Горизонт», 1991-1995 гг.), которая реализовывалась на предприятиях «Газпрома» и Миннефтепрома. Одна из попыток отвести забой от вертикали была предпринята в 1934 году на Старогрозненском месторождении (Чечня). Она закончилась неудачно [8, 9, 10]. Инженеры Тимофеев Н.С. и Михайлов К.Ф. реализовали в 1935 году наклонную скважину на о. Артём (Азербайджан) с отклонением 300 м при глубине скважины 800 м. И только в 1941 году, как отмечалось ранее, такая скважина была построена на Баилове.
Наиболее полный анализ в историческом ракурсе развития бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов дан в работах Каграманова Н.Ф. и Гилязова P.M. [11]. Здесь необходимо отметить, что в 1947 году на Краснокаменском месторождении Поволжья по предложению инженера Григоряна A.M. и директора объединения «Краснодарнефть» Бра-гина В.А. на скважине № 240 были построены два разветвлённых ствола, длиной по 30 метров.
Вх США наклонное бурение началось примерно в 1920-тоду, но основные успехи- пришли после 1941 года, когда были изобретены одношарошечные долота (инж. Зублин), турбобуры. (Капелюшникові и-др.), а затем, в. 70 годах прошлого века, забойные гидравлические двигатели (ЗГД) инженера Нико-марова. Если в 1944 году в США было пробурено около 170 наклонных скважин с суммарным отклонением забоя около 100000 метров, то в 1990 году пробурено 790 ГС, а в 1992 году 985 при средней глубине 3193 м.
В работе [12] проведено сравнение стоимостных показателей ГС по США за 1990 и 1992 гг. Эти данные Американского нефтяного института приведены в таблице 1.1. Данные приводятся-с целью оценки долей затрат на различные виды.работ и оборудование. Из таблицы-1.1 видно; что основные статьи затрат (без учета оплаты буровых подрядчиков) приходятся на обсадные трубы и НКТ, буровые растворы и тампонажные системы. Их. совместная доля составляет почти 25 % от общих затрат, а если исключить выплаты подрядчикам, то эта доля будет составлять 36%.
Таким образом, основные статьи затрат при бурении ГС сравнимы с таковыми для вертикальных скважин. Сравнивая стоимостные показатели в строительстве горизонтальных и вертикальных скважин (ВС), приведем данные нефтяной компании «Эльф Аитэн» по 20 бассейнам. Средняя стоимость по 82 горизонтальным скважинам всего в 1,5 раза превышает стоимость вертикальных скважин, в то время как их продуктивность в 2,5 раза выше [12].
Нефтяная компания «Сауди Арамко» в Саудовской Аравии после бурения более 10 ГС установила, что их бурение обеспечивает следующие преимущества перед ВС [12]: увеличение производительности на 150-400 %; сокращение числа эксплуатационных скважин на 30 %; снижение стоимости общего объёма бурения, оборудования и трубопроводов на 20-25 %; увеличение нефтеотдачи на 5-10 %.
Стоимостные показатели бурения горизонтальных и вертикальных скважин в России оценены в работе [13]. Здесь по 250 ГС показано, что при длине горизонтального участка от 20 метров до 432 метров сметные затраты в 1,5-3,5 раза выше по сравнению с ВС. Однако, от 20 до 35 % всех ГС экономически не эффективны, т.к. их дебиты ниже проектных и даже ниже деби-тов вертикальных скважин. Делать заключение о каком-либо отставании нельзя, так как по Урало-Поволжской провинции стоимость ГС превосходила стоимость ВС в 1,2-1,3 раза. А по 20 месторождениям Западной СибириТС дороже ВС в 2,5-3 раза. Безусловно здесь сказалась технология бурения, практикуемая в США, которая применяет телеметрические системы с гидравлическими каналами связи для контроля забойных параметров бурения и навигации горизонтального участка. В работе [14] приведены основные элементы компоновки низа бурильной колонны для различных долот 0 159 мм и 0449мм и характеристики забойных гидравлических двигателей (ЗГД) типа «Mach 1» и «Mach 2».
В работе [14] дана информация по бурению горизонтальных скважин в различных регионах мира с использованием телеметрических систем контроля забойных параметров (MWD), которая контролирует 12 параметров бурения. А также приводятся положительные и отрицательные стороны бурения горизонтальных скважин.
Современное развитие наклонно-напрвленного бурения скважин идёт по пути совершенствования технических средств бурения и средств непрерывного контроля и управления траекторией ствола скважины. Здесь нельзя, не отметить вклад Шаньгина А.Н., Тимофеева Н.С., Михайлова К.Ф., Гулизаде М.П., Григоряна Н.Г., Оганова G.A., Бастрикова С.Н., Емельянова П.В., Арутюнова А.А. и многих других, внесших значительный вклад в наклонно-направленное и кустовое бурение.
Состояние теории и практики наклонно-направленного, многоствольного бурения на 2004-2007 гг. и перспективы бурения ГС и БГС показаны в ра 12 ботах [16,17]. В Западной Сибири бурение БГС [16] из эксплуатационной колонны ведется с 1990 года. В настоящее время они широко используются на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаза», «Лукойла», «Сибнефти», «ТНК» и др. Заметное количество БГС выполнено на Федоровском месторождении силами УПНП и КРС. На трех месторождениях УПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз» осуществило за период 1998-2001 гг. бурение 112 БС [16]. Основные показатели бурения приведены в таблице 1.2.
Из таблицы видно, что наметилась тенденция по увеличению количества вводимых скважин с 11 до 61 шт. в год. При этом значительно увеличилась длина бокового ствола. На этом сказалось применение импортного оборудования и систем контроля. Здесь стали широко применять телеметрические системы Sperty-San (DGWD) и забойные двигатели Д-106; ДО-106 (1), ДО-106 (1,5), ДГ-105 (2) и др. Использовались долота СЗ-ЦАУ, R-204, STR-1, центраторы Wheatherford. Освоение осуществлялось с использованием, кол-тюбинговых установок. Эффективность строительства БГС высокая, т.к. в среднем на один боковой ствол приходится 13,8 тыс. тонн в год.
В работе [16] приводятся такие интересные данные по оценке методов воздействия на продуктивные пласты. В зависимости от методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов, дополнительная добыча нефти составила (тыс. тонн): бурение БГС - 19,8; гидроразрыв пласта 13 10,5; изоляция заколонных перетоков - 0,33; изоляция интервала пласта -0,67; ОПЗ - 0,78; физико-химические - 0,36; химические - 0,30; физические -0,36. Отсюда видно, что объем дополнительной добычи нефти от внедрения БГС существенно выше других методов воздействия, включая ГРП.
В настоящее время практически все известные нефтяные и газовые компании (в том числе и отечественные) после внедрения систем телеметрии для оперативного управления траекторией горизонтального участка имеют в наличии технологии и инструмент для проводки скважин любой конфигурации и заданной длины горизонтального участка. Американская компания «Meridian Oil» в штате Сев. Дакота пробурила скважину с вертикальным участком 3000 мис длиной горизонтального участка 793 м, диаметром 216 мм в пласт толщиной 2 м [18]. В акватории Северного моря на сегодняшний день пробурено более 120 ГС с открытым забоем [19]. При глубине скважин по вертикали 1578 м открытый горизонтальный; ствол составлял 3619 метров; Ві скважину были спущены 279 секций песчаных фильтров «Excluder 2000» с зазо-. ром фильтрующей поверхности в.250 мкр и регулятор притока «Equlizer». В Саудовской Аравии ГС глубиной» 2897 м с горизонтальным участком 660 метров пробурена на депрессии, установлены 4 регулятора притока «Equlizer» с четырьмя механическими заколонными пакерами для создания барьера в затрубном пространстве между зонами различной проницаемости. Дебит скважины составил 1270-1590 м нефти в сутки при использовании штуцеров 0 28,6 и 0 35,7 мм соответственно [19].
Ретроспективный анализ создания, внедрения, и развития индустриальной технологии строительства направленных скважин и перспективные направления создания управляемых технологий проводки наклонных и горизонтальных скважин приведены вдиссертации А.Є. Повалихина [20].
Теоретические исследования гидродинамики ГС
Горизонтальные скважины можно рассматривать как пористые каналы большой протяженности. В гидродинамике принято считать [69, 70, 71, 72, 73, 74, 75], что если отношение длины трубопровода к её диаметру больше 250 (L/d 250), то можно их рассматривать как плоские каналы.
Решение задачи движения жидкости в пористых каналах сопряжено со значительными математическими трудностями, т.к. получаются нелинейные уравнения движения в продольном и радиальном направлениях.
Система уравнений Навье-Стокса, описывающая стационарное движение жидкости с постоянными свойствами в плоском канале в приближении теории пограничного слоя имеет вид [65]
Система уравнений (2.4) решается при граничных условиях:где Uo — средняя продольная скорость в начальном сечении, м/с; h — полуширина канала, м; Кст- скорость притока или оттока через перфорационные отверстия, м/с; дР/дУи дР/дХ - градиенты давления по направлениям х и у; р- плотность жидкости, кг/м; у- кинематическая вязкость, м2/с; Р0 -давление в начальном сечении, МПа; Р- текущее давление в канале, МПа.
Во многих работах [57, 62, 65, 72 и др.] эта задача решается в предположении Уст = const, т.е. скорость притока (оттока) постоянная по всей длине канала.
На рисунке 2.3 приведена расчетная схема задачи движения жидкости между двумя пористыми стенками, расстояние между которыми 2h = d (где d — диаметр ГС).
Для полного учета слагаемых от ускорения течения жидкости в пористом канале воспользуемся методом осреднения Слезкина-Тарга [69, 76]. Среднее по сечению х левой части первого уравнения системы (2.4) будет равно и введем вспомогательную функцию
Для решения уравнения (2.12) необходимо конкретизировать граничное условие (2.6). В общем случае скорости притока (-) и оттока (+) пропорциональны перепаду давления
Уравнение (2.15) записано для нагнетательных скважин, А для добывающих скважин вместо а необходимо поставить (-а).
При переходе к безразмерным координатам х= x/L в уравнении (2.15) получаем при втором и третьем слагаемым уравнения (2.15) коэффициенты, оценка которых дает
Поэтому в первом приближении вторым слагаемым можно пренебречь. При изменении параметров а,/л,И,Ь,р, оценки этих коэффициентов будут изменяться.
Считая коэффициент 4ap-h-L/5 за малый параметр, задачу можно решать разложением по степеням малого параметра [77] или методом Швеца [76], Слезкина [81].
Отбросим второе слагаемое в уравнении (2.15) и получим дифференциальное уравнение где к - коэффициент, равный к = Зос/л/к3 ; А и В - коэффициенты, определяемые из граничных условий (2.16).
Определив коэффициенты А, В и подставив значения (р(х), (р (х) и (р"{х) в (2.10) и (2.14), для нагнетательных скважин получим следующее решение
Приравнивая последнее уравнение к нулю, получаем приближенное уравнение для определения длины участка L, на котором давление в канале выше пластового:
Если теперь подставить (2.19) в оба последних уравнения, то получим:
Для добывающих скважин, достаточно в (2.19) и (2.20), вместо а подставить значение (-а) и сделать соответствующие преобразования координат. Тогда длина горизонтального участка L, изменение средней продольной скорости U и изменение давления по длине пористой трубы определяется из уравнений:
Сравнительные расчеты по формулам (2.20), (2.22), (2.23) и равномерного притока показали, что при kL = 1,5, результаты в 1,5 - 2,0 раза отличаются от случая равномерного оттока (притока).
В нашей совместной работе [66] приводятся графики изменения расхода по длине горизонтального участка, построенные в безразмерных координатах Q/Qo =fW.
Распределение площадей отверстий по длине колонны
Будем считать, что давление в начале горизонтального участка Р0, а дебит скважины О0. Схема притока и расположение осей координат даны на рисунке 4.2.
Для равномерного притока по всей длине горизонтальной скважины (ГС) необходимо, чтобы на отрезке dx (см. рисунок 4.2) поступало количество ——. Если обозначить через / = У\/0 сумму площадей отверстий /0 (подобных друг другу), которые нанесены на единичной длине, а перепад давления в пласте над давлением в трубе в произвольном сечении через h, то должно выполняться условие: где //- коэффициент истечения из отверстия; g- ускорение свободного падения; Q0 - расход в начале ГС; h - напор в сечении х. Из (4.7) следует
В формуле (4.8) неизвестна величина h, т.к. ju « 0,6 -=- 0,5 для отверстий круглой формы.
Потеря напора на участке трубы dx по закону Дарси составит: где A - коэффициент, учитывающий гидравлические сопротивления. После интегрирования (4.9) в пределах от х до /, находим:
Тогда напор в произвольной точке х при пластовом давлении НПЛ будет
Таким образом, выражение (4.11) дает распределение площадей отверстий или скважность фильтров по длине горизонтального участка ГС, обеспечивающего примерно равный приток по всей длине.
Для горизонтальных нагнетательных скважин выражение (4.10) примет вид: где QQ — начальный расход; Н— давление нагнетания в начале скважины (# #„,).
Из анализа формул (4.11) и (4.12) следует, что при малых значениях х — 0 знаменатель принимает максимальное значение, следовательно, /—» min. При больших значениях х — ( знаменатель уменьшается, а площадь стремиться к максимальному значению/—» max.
Таким образом, для добывающих и нагнетательных скважин распределение отверстий должно быть одинаковым, а площадь отверстий должна увеличиваться от начала скважины к концу.
Однотипность формул (4.11) и (4.12) устанавливается, если учесть, что при равномерной раздаче в горизонтальной трубе гидравлические сопротив ления равны Н = А ——, т.е. в формуле (4.12) необходимо подставить это значение Н.
Тогда формулы (4.11) и (4.12) будут идентичны. Поэтому, дальнейшие результаты будем обосновывать для добывающих скважин, т.е. для уравнения (4.11).
Удобство формулы (4.11) заключено в том, что, зная плотность перфорации на данном участке, можно определить плотность перфорации на следующем участке. Если всю длину горизонтального участка разбить на к участков и перенумеровать середины участков х,- от конца скважины к началу, то плотность перфорации на конце скважины будет максимальной, т.е. Nj = 349D/d02.
Из формулы (4.11), обозначая правую часть через # (х,), получим где і — номер интервала, і = 1,2,..., к; xj и х-1+\ — расстояние от начала скважины до середины интервала; N{ и N\+\ — плотность перфорации на предыдущем и последующем интервалах от конца скважины.
Формула (4.13) заложена в основу расчета плотности перфорации для горизонтальных скважин, считая, что плотность перфорации на конце скважины N\ определяется по формуле (4.6).
Таким образом, распределение площади отверстий для; горизонтальной скважины в однородном? изотропном пласте, полностью определяется формулами (4.6) и (4.13).
Пример расчета плотности перфорации и геометрических параметров фильтра - хвостовика для горизонтальной скважины
Входная информация для расчета плотности перфорации приводится ниже в таблице 4.2
В соответствии с пунктом 1.3 определяем:
-длину интервала разбиения горизонтального участка (пункт 1.3.1) M = LrIK= 100/5 = 20 м
- для каждого интервала определяем расстояния от начала скважины (см. рис.4.1, пункт 1.3.2) х/ = 90м; х2 = 70м; х3 =50м; х4 =30м; х5 =10 м.
- для первого интервала- от конца хвостовика находим плотность 114 перфорации (пункт 1.3.3) Ni = 349 —- = 203 отв/м и далее N2=39 оте/м ;
Из=18 отв/м; N4=ll оте/м; N5 = 7,5 отв/м. Далее, в соответствии с пунктом 2.2 определяется длина перфорируемой части трубы Lnep = 2L3 = 10000-(170+330+330)= 9170мм = 9, 17м. Общее число отверстий по каждой трубе (пункт 2.3) Noi = 9,170- 203 1861 отв.; N02 358 отв.; N03 165 отв.; N04 101 отв.; No5 69 отв.
Число рядов на перфорированной части трубы (пункт 2.4) пи = 1861/6 = 310,1 рядов. округляем до нечётного значения пи =311 рядов.; п12 = 358/6 = 59,7рядов. Принимаем пи = 59 рядов.
И далее П]з = 27рядов; п!4 = 16рядов; njs = 11 рядов. Расстояние между рядами (пункт 2.5) і 21 = 29,5 мм; і 22 = 155,4 мм; 23 = 339,6 мм; і 24 = 482,6 мм; 25 — 833,6 мм. Расстояние между нечётными рядами (пункт 2.6)
Lsi = 59 мм; Ь52 = 310,8мм; L53 = 679,2 мм; L54 = 965,2 мм; L55= 1667,2 мм. Площадь отверстия равна (пункт 2.7) /р — 6 -fo = 923 мм2. Общая площадь отверстий F0I = 287177 мм2; F02 = 54480 мм2; F03 = 24932 мм2; F04 = 15698 мм2;F05 = =10157 мм2.
В соответствии с пунктом 2.8 длина окружности трубы для горизонтального участка одинакова L0 = л-114 = 358 млі, площадь поверхности трубы Fm = ж- 114 10000 = 3581415мм2.
По пункту 2.9 местоположение центрального ряда для всех труб одинаково Хч = 10000 /2 = 5000 мм.
Число рядов влево и вправо от центрального ряда 311-1 Ппі = Плі = —-— = 155; пп2 = пл2= 29; пп3 = пл3 =13; пп4 = пл4 =8; пп5 = пл5 =5,
По пункту 2.10 суммарная скважность фильтра по трубам равна Г. = Ш к -100 = 8%; у2 =1,52 %; у3 = 0,69 %; у, = 0,43 %;у5 = 0,28 % 3581415
Все выходные данные группируем в виде таблицы 4.3.
